GIS运行规程

110KV GIS运行规程目   录前言........................... ..... .........................2规范性文件........................ .... ........................3第一章 定义和术语...................... ...... ........................4第二章 110KV  GIS 概述以及简要说明..... .......... .....................5第三章 SF6气体的主要参数和110KV GIS组合电器设备参数........ ............6第四章 GIS 断路投入运行前的检查和试验项目... .. ... ....... ...........13第五章 运行中的GIS各开关、刀闸的联锁要求..... ............. .........15第六章 GIS设备的巡视检查周期及项目...... ............................16第七章 GIS设备正常运行操作................. ........................18第八章 GIS设备的异常、故障、事故处理........... .......................23前  言本规程规定了GIS概述以及简要说明、SF6气体的主要参数和GIS组合电器设备参数、GIS设备主要部件性能参数以及开关的液压操作机构压力参数、GIS开关站现场就地控制柜说明、GIS开关和刀闸操作联锁关系、运行中的GIS开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸的联锁要求、GIS室内通风系统运行要求、GIS设备的巡视检查周期及项目、GIS设备正常运行操作、GIS设备的异常故障事故处理标准等内容。规范性文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励研究使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。GB/T 8905—1996六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则DL/T639—1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则DL408-1991电业安全工作规程（发电厂变电站电气部份）第一章 定义和术语下列定义和术语适用于本规程。1.1  开关空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。1.2  刀闸各种形式的隔离开关的统称。1.3接地刀闸快速接地刀闸、检修接地刀闸的统称。1.4运行状态指设备的刀闸及开关都在合闸的位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。1.5热备用状态指开关在分闸位置，而其两侧刀闸仍在合闸位置。此状态下如无特殊要求，设备保护均应在运行状态。1.6冷备用状态指开关、其两侧刀闸和相关接地刀闸处于分闸位置。1.7检修状态指开关、刀闸均在分闸位置，合上接地刀闸时（并挂好工作牌时），即作为“检修状态”。第二章 110KV GIS概述及使用2.1概述SF6气体绝缘全封闭式组合电气设备，即将开关、隔离刀闸、快速接地刀闸、检修接地刀闸、母线、互感器、合闸电阻等，以单相方式全封闭在一个可靠接地的、具有良好导电性能的轻的铝制金属外壳内，并充入一定压力的SF6气体作为导电体对地的主绝缘，简称“GIS”设备。2.2 GIS（GIS == Gas Insulated Switchgear）设备简要说明2.2.1 本厂GIS设备所有部件都采用模件式结构设计，根据主接线形式及绝缘性能和运行维护要求，分设若干个独立的气室，并在各个气室中均配置气体密度监视器，故运行人员除熟悉主接线情况外，还必须熟悉各气室配置情况和现场位置。2.2.2 GIS设备是全封闭的，所有带电部分均在金属外壳内，其绝缘性能不受外界环境的影响，故运行中应尽可能避免为了检查目的而分解设备，或尽量使这种分解减少到最低限度，以保证不会由于水份、灰尘等影响而损害GIS设备的工作部件或运行性能。因此，对GIS运行的维护工作（除操作机构外）主要是对SF6气体的管理，它是确保GIS设备安全运行的关键。2.3产品型号、名称ZF12—126型小型化组合电器（以下简称GIS）2.4产品的主要用途和使用范围本站采用ZF12—126型小型化组合电器设备由平高集团有限公司（原平顶山高压开关厂）生产的采用自能灭弧的共箱式三相交流50HZ输变电设备，采用电动、弹簧操作机构，适用于额定电压为110KV 的110KV 电力系统中，用以开合系统故障电流、母线转换盒隔离线路、过电压保护盒电压、电流测量等。它由以下元件组成：断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、母线筒组件、套管、汇控柜、电压互感器、氧化锌避雷器、电缆连接装置等。2.5使用条件1）安装场所：户内或户外2）周围空气温度：-25℃—+40℃3）日照强度：1000W/m2（晴天中午时）4）海拔高度：1000m，2000m5）空气污秽程度：IV级6）风速：≤34m/s7）地震烈度：≤9度8）二次系统中感应的电磁干扰的幅值 ≤1.6KV第三章SF6气体的主要参数和110KVGIS组合电器设备参数3.1 主要技术参数3.1.1  GIS通用部分的技术参数序号项    目单位参数值1额定电压KV1262额定电流A2000/31503额定频率HZ504额定短路开断电流KA405额定失步开断电流KA7.96近区故障开断电流KA23.7/28.4、30/367额定线路充电开断电流（有效值）A31.58额定短路电流允许连续开断次数169额定短路持续时间s310额定短路关合电流KA80/10011额定峰值耐受电流KA80/10012额定短时耐受电流（3s）KA31.5/4013局部放电pc35141min 工频耐受电压kV相对地断口间相间230275275151.2/50μs额定雷电冲击耐受电压55065055016额定SF6气体压力（表压20℃）MPa断路器气室其它气室0.60.417最低功能压力（表压20℃）↓0.5±0.01518补气压力（表压20℃）↓0.52±0.0150.35±0.01519SF6年漏气率＜0.5%20机械耐久性次300021SF6气体水分含量断路器气室其余气室出厂前≤150出厂前≤250运行中≤300运行中≤500注： ↓标示在压力下降时测量，↑标示在压力上升时测量3.1.2  SF6气体质量标准项   目单   位指   标六氟化硫%（m/m)≥99.8空气%（m/m)≤0.05四氟化碳%（m/m)≤0.05水分10-6(m/m)≤8酸度（以HF计）10-6(m/m)≤0.3可水解氟化物（以HF计）10-6(m/m)≤1.0矿物油10-6(m/m)≤103.1.3  高纯氮质量标准项   目单   位指   标纯度%(V/V)99.9993氧含量10-6(体积分数)≤2.0氢含量10-6(体积分数)≤1.0C0、CO2、CH2含量10-6(体积分数)≤2.0水分10-6(体积分数)≤2.6注：氮的纯度中包含了微量惰性气体氦、氩、氖3.1.4  SF6气体压力及密度继电器整定值名称数值备注断路器气室其他气室额定压力 PN0.600.40补气压力 P10.52±0.0150.35±0.015↓最低功能压力 P20.50±0.015↓P1—P20.018~0.022注： ↓标示在压力下降时测量，↑标示在压力上升时测量3.1.5 GIS隔离开关技术参数序号项目单位参数值1额定电压kV1262额定电流A20003额定功率Hz504额定短路开断电流kA31.5/405额定峰值耐受电流kA80/1006额定短路持续时间s371min工频耐受电压kV相对地断口间相间23027527581.2/50μs额定雷电冲击耐受电压5506506509开合母线转移电流1600A （10V）10SF6气体额定压力（表压20℃）MPa0.411每极回路电阻μΩ<7012机械耐久性次30003.1.6 GIS接地开关技术参数序号项    目单位参数值1额定电压KV1262额定电流A2000/31503额定频率HZ504额定短路开断电流KA4051min工频耐受电压kV23061.2/50μs额定雷电冲击耐受电压kV5507开合额定静电感应电流A5（6kV)8开合额定电磁感应电流A100（6kV)9额定短路持续时间s310额定峰值关合电流（峰值）kA8011额定峰值耐受电流KA80/10012SF6气体额定压力（表压20℃）MPa0.413每极回路电阻μΩ≤8014机械耐久性次30003.1.7  GIS母线筒组件技术参数序号项目单位参数值1额定电压kV1262额定电流A20003额定功率Hz504额定短路开断电流kA31.5/405额定峰值耐受电流kA80/1006额定短路持续时间s371min工频耐受电压kV相对地相间23027581.2/50μs额定雷电冲击耐受电压5505509SF6气体年漏气率<0.5%10SF6气体额定压力（表压20℃）MPa0.411主回路电阻μΩ≤50(20℃/节）12SF6气体水分含量10-6（体积分数）ppm≤2503.1.8 GIS氧化锌避雷器技术参数序号项    目单位参数值1避雷器额定电压（有效值）kV1002标称放电电流（8/20μs)峰值kA1031/5μs陡波冲击电流残压（峰值）kV≤2914避雷器持续运行电压（峰值）kV7858/20μs雷电冲击电流残压（峰值）kV≤260630/60μs操作冲击电流残压（峰值）kV≤2217直流1mA参考电压kV≥14582ms方波电流冲击18次A60094/10μs大电流冲击2次kA6510内绝缘额定耐受电压（0，33MPa）额定雷电冲击耐受电压（峰值kV550额定工频1min耐受电压（有效值）230（对地）275（对地）11SF6气体水分含量[10-6(体积分数）]≤25012SF6气体额定压力（表压20℃）MPa0.43.2、GIS的主要特点：3.2.1 优越的开断能力断路器采用自能灭弧室，三相配用一台弹簧操作机构。由于采用了新型的灭弧室结构，灭弧室的分闸速度、喷口及压气缸等有关参数与通常的压气式灭弧室相比，作了进一步的优化设计，利用电弧的能量熄弧，因而进一步提高了灭弧室开断能力3.2.2 高度的绝缘可靠性由于导体和绝缘件均封闭于接地金属外壳之内，这些部件均不受外界环境影响，其性能长期不会发生老化，从而保证了高度绝缘可靠性3.2.3 无油化、无其化，具有高度运行可靠性由于断路器配用弹簧机构、隔离开关配用电动机构、弹簧机构，故障关合接地开关配用弹簧机构、接地开关配用电动机构，因而做到了无油化、无其化，既避免了火灾危险，也不需配用空压机系统，大大提高运行可靠性。3.2.4 更轻与配用气动机构的GIS相比，由于全部采用电动／弹簧机构，因而缩小了总体积，减轻了重量，使占地面积进一步减小。3.2.5安装周期短在工厂装配和调整后，GIS基本上以一个间隔为整体进行包装及运输，现场不需要大量的安装和调整工作，因而安装周期短3.2.6 维修工作量小由于电动机构和弹簧机构不需要压缩空气，因而检修工作量大大减小，同时由于SF6气体性能衰减以及因电弧开断引起的弧触头磨损很小，因而维修工作量很小3.2.7 低噪音运行由于断路器、隔离开关、接地开关的机构均不需要压缩空气，操作时不排放气体，因而操作噪音极低3.2.8 优良的抗震性能由于GIS重心低、重量较轻，因而产品具有优良抗地震性能第四章 GIS断路投入运行前的检查和试验项目4.1 测量断路器内SF6气体水分含量应不大于150ppm(V/V)4.2检查安装时的各种螺钉、螺栓、螺母是否紧固，各销轴、档圈、开口销是否安装正确，各气室是否达到额定压力值，检查各信号指示、闭锁装置及加热驱潮装置是否正常，电气线路是否有松动脱落现象。4.3检查各元件的主要机械尺寸断路器、隔离开关、接地开关手动操作分、合各两次，动作应正常4.4 断路器、隔离开关、接地开关的机械特性应符合各元件安装使用说明书的要求4.5 主回路电阻的测量运输前对各元件及运输单元的主回路电阻已经测量合格，因此，在现场只需测量各运输单元的主回路电阻与出厂前是否一致，若相差较大（20%以上）应予以已拆开重新处理。对接完成后，测量GIS整体的主回路电阻，应小于各安装说明书给定的各元件主回路电阻之和的120%。还应注意三相平衡度的比较，如果相差较大，需要重新处理。4.6 现场SF6气体检漏产品出厂时每一运输单元的SF6气体的检漏均已合格，现场验收前的测量一般在充气24h进行，通常有两种方法：定性检漏和定量检漏。一般采用定性检漏。4.7 现场水分处理及测量产品在现场安装完毕后，必须进行水分处理。对于没有进行解体的运输单元出厂时已进行水分处理，进行水分测量。产品现场对接部分和解体大修后及水分不合格的气室，必须进行水分处理，直到该气室水分含量满足要求。4.7.1  水分处理水分处理采用抽真空和充高纯度氮清洗的方法。4.7.2  所需设备所需设备包括真空泵、麦氏真空计、充气接头和高纯氮等4.7.3  抽真空将充气接头和所需抽真空气室连接好。打开真空泵，抽真空时间根据气室大小来确定，但至少使真空度达133Pa并维持2h以上，抽真空时间越长，对降低气体水分含量越有利。抽真空时，严格按照设备使用说明书进行，正确使用真空泵和麦氏真空计4.7.4  用高纯氮干燥在抽真空完毕后，在充SF6气体前先充0.2MPa的高纯氮进行干燥，停留12h以上放掉氮气，在按抽真空要求抽真空，然后冲SF6气体至额定压力。最后进行水分测量，若水分超标，可按上述要求进行再次处理，直到合格为止4.7.5  水分测量方法SF6气体中的水分含量是通过水分仪来确定的。测量过程严格按照水分仪使用说明书进行。测量前首先检查室内SF6气体是否为额定压力，测量时间应在充SF6气体24h后进行4.8  检查电气控制线路电气控制线路集中于汇控柜中，汇控柜是一种多功能的电气控制柜，要具备如下主要功能：4.8.1装有一次线路模拟装置：用灯光信号模拟断路器、隔离开关、接地开关的工作状态，并明确表示封闭电器一次主接线的形式。4.8.2实现断路器、隔离开关、接地开关的集中操作及选择操作。4.8.3实现断路器、隔离开关、接地开关之间的可靠的电气联锁：A:断路器处于合闸位置时，不允许分、合隔离开关，不允许不具有关合短路电流能力的接地开关进行合闸操作。B:断路器、隔离开关之间的联锁：断路器先于隔离开关分闸、隔离开关先于断路器合闸，反之不许。C:断路器、隔离开关之间的联锁：接地开关处于合闸位置时，不允许断路器进行合闸操作。D:断路器、隔离开关之间的联锁：隔离开关处于合闸位置时，不允许接地开关进行合闸操作；接地开关处于合闸位置时，不允许隔离开关进行合闸操作。4.9 主回路耐压试验安装完毕，充气到额定密度，并进行密封性试验和气体湿度测量合格后，才能进行耐压试验。耐压试验前，应对试品测绝缘电阻。断开/拆除避雷器、电压互感器、架空线（或高压电缆），电流互感器二次绕组短路并接地，断路器、隔离开关合闸、接地开关分闸。按DL/T618逐步施加电压80KV，10min后降至零，然后做一分钟工频耐压试验。4.10控制回路工频耐压各元件的电气控制回路应按下列方式承受2000V工频电压1min而无异常现象：4.10.1导电体对地；4.10.2不同回路的导体件间；4.10.3同一回路各断开触点间。4.11断路器的操作试验4.11.1在额定SF6气压和额定操作电压下，对断路器进行单分、单合各5次，分-0.3s-合分2次，并测量各项参数，应符合表1规定。表1：序号项    目单位参数值1断路器SF6气体额定压力20℃MPa0.62分闸时间ms28±43合闸时间ms80±204分闸速度M/s5+0.5-0.25合闸速度M/s2.5±0.56额定操作顺序分-0.3-合 分-180s-合分7三极分闸同期性ms≤38三极合闸同期性ms≤59分-合时间s出厂时≤0.3，运行时>0.310合-分时间ms出厂时<60，运行时>6011分合闸线圈VDC220/11012储能电机VAC/DC2204.11.2 在额定电压下测量弹簧机构储能时间应小于15s.4.12 SF6气体处理设备运行过程中一般不需要维修，单在某些条件下需要进行检修，如在断路器的内部发生故障是，需要进行检修。在检修过程中，首先要进行SF6气体的处理。纯净的没有经过电弧作用的SF6气体是无毒无害的，但经过电弧作用后的SF6气体对人体是有害的，需要按以下步骤处理。4.13 气体的回收首先对需要检修气室的SF6气体进行回收。回收的方法参见气体回收装置7的使用说明书。要将气室内的气体完全抽空，即抽到零表压以下。如果气室内没有固体分解物，就不需要采用特殊处理。如果存在特殊分解物，可按下述要求处理。4.14 固体分解物的处理对气室内存在粉尘等固体分解物，可用吸尘器来清除，该吸尘器不可另作他用。由于这些分解物数量很小，因此可以先存放在一个密封良好的罐体内，等达到一定的数量后再处理。注意：在回收气体及处理固体分解物时，操作人员应穿上工作衣帽，带上有过滤器的面具进行保护，同事保持室内通风。所有的粉尘被收集后，保护衣服可以脱去，并将外露部位清洗干净，然后进行产品检修。4.15 充气4.15.1产品安装完成后，需先抽真空。抽真空时先联接好专用抽气装置，然后按照抽气装置的使用说明书中规定的程序进行抽真空。在抽真空过程中，人员必须密切注意真空泵的运转情况，严禁中途停电、停泵，以免真空泵中的真空油倒吸入产品被造成严重后果，如遇停电，应立即关闭阀门。4.15.2充气时应缓慢进行，使液态气体充分汽化后进入气室，这样就保证了气室中的气体压力为其真实压力。另外，由于压缩的气体从气瓶中流出汽化过程中需吸收外界大量热量，使充气管路、接头盒充气装置温度大幅下降，若充气太快，会引起上述元器件表面结霜，胶皮管变硬。因此，充气时不宜太快。4.15.3产品经解体大修后，充气前必须抽真空第五章 运行中GIS开关、隔离刀闸、接地刀闸的联锁要求5.1 所有开关、隔离刀闸、接地刀闸均设有互相联锁系统，以防止误操作。运行人员应熟悉并掌握其联锁关系5.2 所有刀闸操作均设置有机电操作联锁，即通过机械作用断开电动操作回路。5.3 正常运行中，所有现场就地控制柜上的控制方式选择开关应置于“远控”位置。联锁方式选择开关应置于“联锁”位置。若不对应，则不能进行正常操作，设备将失去联锁作用。第六章  GIS设备的巡检周期及注意事项6.1 GIS设备为免维护设备，但应至少每两天一次，如遇恶劣天气（雷雨、酷热等）或对设备由怀疑时，应进行机动性巡视检查。6.2 在巡视检查中，若遇到GIS设备操作，则应停止巡视并离开设备一定距离，操作完成后，再继续巡视检查。6.3 在巡检过程中要对现场参数进行认真分析，并做好记录。6.4 常规巡检项目6.4.1检查GIS室门窗是否完好，并上锁6.4.2检查GIS室设备上是否有可疑噪音，有否异常气味或其他不正常现象6.4.3检查开关、隔离刀闸、接地刀闸等的位置指示器是否与运行方式要求相符合6.4.4检查开关操作机构的压力、尤为指示是否正常，是否有漏油、漏气现象，储能系统、各加热器是否正常6.4.5检查汇控柜内的接地线端子是否紧固，是否有烧焦气味6.4.6检查GIS设备的支撑架是否松动，各接地点连接是否牢固、金属部件有否锈蚀氧化痕迹6.4.7检查现场就地各控制柜的各种信号指示是否正常，控制方式开关是否指示在“远方”位置，联锁方式开关是否指示在“联锁”位置6.4.8检查现场就地各控制柜内各电源开关是否有发热烧黄现象，各继电器接点是否有抖动现象，各接线算子是否有明显松脱现象。6.4.9检查现场就地各控制柜上开关、避雷器及油泵动作计数器的指示值有否异常变化，并将数值填入运行记录表格内6.4.10检查GIS各气室的密度计压力指示是否在正常范围内6.4.11检查进出线套管有否损坏，表面是否清洁，有无闪络痕迹6.4.12检查出线平台线路电压互感器油位指示是否正常，二次开关、保险投入是否完好，二次线是否有松脱现象，线路避雷器是否歪斜、损坏，避雷器计数器记数是否正常，出线架构是否有杂物6.4.13 测量SF6气体水分，检查密度继电器的动作值是否符合表2。表2：序号项    目单位参数值1额定SF6气体压力（表压20℃）MPa断路器气室其它气室0.60.42最低功能压力（表压20℃）↓0.5±0.0150.33±0.0153补气压力（表压20℃）↓0.52±0.0150.35±0.0154SF6气体年漏气率<0.5%5SF6气体水分含量ppm断路器气室其余气室出厂前≤150出厂前≤250运行中≤300运行中≤500第七章  GIS设备的正常运行操作与注意事项7.1  GIS设备正常操作注意事项7.1.1 凡GIS设备的所有操作必须经过调度同意，并且在调度值班员的命令下有操作技能熟练的运行人员操作，操作后值班负责人要及时汇报调度员，以便调度员下达其他操作命令。所有开关操作的有关指令必须记入操作记录7.1.2 所有GIS开关的操作，正常情况下必须在中控室内利用计算机进行远方操作，只有在远方设备出现故障或其他原因不能进行远方操作的，应征得分管领导同意，才能到现场就地控制柜上进行操作。操作前，应确认无人在GIS 设备外壳上工作，如发现有在GIS现场，则应通知其离开外壳后方可进行操作。操作完成后，应到GIS开关站检查现场设备的位置指示是否正常，检查是否达到“三对应”，即现场控制柜模拟指示、操作机构指示和后台机指示，三指示相互对应，方可操作。7.1.3 GIS的开关、隔离刀闸、接地刀闸除电动操作外，还有手动操作功能，一般情况下禁止手动操作，只有在检修时经领导同意方能用手动操作，操作是必须有相关专业人员现场进行指导。7.1.4 需在现场就地控制柜进行GIS设备操作时，首先要清楚各设备的实际位置，确定要操作的某一设备时，在控制柜上将操作方式选择开关打至“就地”位置，联锁方式选择开关仍在“联锁”位置，操作完成后，操作方式选择开关要打至“远方”位置。操作前，需认真看清和选择设备相应编号的各选择开关和分、合闸按钮。7.1.5 当GIS设备某一间隔发出“闭锁”或“隔离”信号时，此间隔上任何设备禁止操作，并迅速向地调汇报情况，并汇报相关领导，通知检修人员处理，待处理正常后方可操作。7.1.6 凡GIS设备的维修或调试，需要拉合相应的接地刀闸时，均使用现场就地控制方式操作。操作前，首先联系调度并检查该接地刀闸两侧相应的隔离刀闸、开关均已在分闸位置，然后才能操作7.2GIS设备的正常操作7.2.1 通过后台机进行合闸操作通过计算机监控系统进行远方开关合闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）7.2.1.1  检查所操作的开关指示由绿灯转为红灯7.2.1.2  现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为接通状态。7.2.2 通过后台机进行分闸操作通过计算机监控系统进行远方开关分闸操作（通过计算机监控系统功能键盘或电气主接线画面点击操作）7.2.2.1检查所操作的开关指示由红灯转为绿灯7.2.2.2 现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为断开状态。7.2.3 通过现场控制柜进行隔离刀闸、接地刀闸的合闸操作7.2.3.1  检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）合闸条件满足7.2.3.2  将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地”位置7.2.3.3  将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“允许操作”或按下操作电源选控黑色按钮7.2.3.4  按下要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸红色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手扭到合闸位置7.2.3.5  检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸动作声音正常7.2.3.6  松开所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸红色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位7.2.3.7  松开已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上操作电源选控把手放“禁止操作”位置7.2.3.8  将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“远方”位置7.2.3.9  现场检查所操作的开关（刀闸、接地刀闸）的本体机构合闸指示和现场就地控制柜上的指示为接通状态。7.2.3.10  全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置7.2.4通过现场控制柜进行隔离刀闸、接地刀闸的分闸操作7.2.4.1  检查要操作的开关（刀闸、接地刀闸）分闸条件满足7.2.4.2  将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地”位置7.2.4.3  按下要操作的开关的断开绿色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸位置7.2.4.4  检查所操作的开关分闸动作声音正常7.2.4.5  松开所操作的开关的分闸绿色按钮或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的合闸开关把手复归回原位7.2.4.6  松开操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作”位置7.2.4.7  将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“远方/就地”控制把手放“远方”位置7.2.4.8  现场检查所操作的开关的本体机构合闸指示为“O”和现场就地控制柜上的指示为断开状态。7.2.4.9  全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置7.2.5在现场控制柜进行开关（隔离刀闸、接地刀闸）接触闭锁分闸（合闸）操作7.2.5.1  经过调度或主管领导同意解除闭锁操作7.2.5.2  将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“远方/就地”控制把手放“就地”位置7.2.5.3  将要解除闭锁后进行操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“连锁/解锁”钥匙孔内的钥匙放“解锁”位置7.2.5.4  按下要操作的开关的断开绿色按钮（合闸红色按钮）或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手扭到分闸（合闸）位置7.2.5.5  检查所操作的开关分闸（合闸）动作声音正常7.2.5.6  松开所操作的开关的分闸绿色按钮（合闸红色按钮）或将要操作的开关（刀闸、接地刀闸）的开关控制把手复归回原位7.2.5.7  松开操作电源选控黑色按钮或将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）操作电源选控把手放“禁止操作”位置7.2.5.8  将已操作的开关（刀闸、接地刀闸）现场就地操作柜上的“连锁/解锁”钥匙孔内的钥匙放“连锁”并拔出钥匙7.2.5.9  将已操作开关（刀闸、接地刀闸）操作柜上的“远方/就地”控制把手放“远方”位置7.2.5.10  现场检查所操作的开关的本体机构分闸指示为“O”（合闸指示为“I”）和现场就地控制柜上的指示为断开（接通）状态7.2.5.11  全面检查现场就地操作柜上所操作过的设备已恢复到操作前的位置7.2.6在设备本体操作机构上进行隔离刀闸、接地刀闸的手动分、合闸操作7.2.6.1  经过总工、调度或站长同意操作7.2.6.2  会同有关技术指导人员到刀闸（接地刀闸）本体的操作机构处7.2.6.3  开启刀闸（接地刀闸）操作机构上的盖合7.2.6.4  插入解除刀闸（接地刀闸）本体操作闭锁钥匙7.2.6.5  将钥匙旋转一定的角度（“手动”位置），使操作把手的插孔露出，插进操作把手，即可手动摇动手操摇把操作刀闸（接地刀闸）的分闸（合闸）操作7.2.6.6  操作结束，拿出手操摇把，将刀闸（接地刀闸）的机械闭锁钥匙转一角度（“电动”位置），关上操作机构处的盒盖。备注：以上在跟踪110KV GIS调试操作完成后，再进行详细汇总第八章 GIS设备的异常、故障、事故处理8.1当GIS任一间隔发出“补充SF6气体”信号时，运行保持原运行状态，单应迅速到该间隔现场控制屏上判定为哪一气室需补气，然后立即汇报领导，联系检修人员处理，并根据要求做好安全措施。8.2当GIS任一间隔发出“补充SF6”气体信号的同事，又发出“SF6气室紧急隔离”信号时，则认为发生大量漏气情况，将危及设备安全。此间隔不允许继续运行，应立即汇报调度，并断开与该间隔相连接的开关，将改间隔和带电部位隔离。在紧急情况下，运行人员可在值长领导下，先行对需隔离的气室内的设备停电，然后及时将处理情况向地调及厂部领导汇报。8.3  GIS发生故障，造成气体外逸的措施8.3.1所有人员应迅速撤离现场8.3.2在事故发生15分钟以内，所有人员不准进入现场（抢救人员除外）；15分钟以后，4小时以内任何人员进入室内都必须穿防护衣，戴收徒奥及防毒面具；4小时以后进入室内虽然可不用上述措施，但在清扫时仍需采取上述安全措施。8.3.3若故障是有人被外逸气体侵袭，应立即清洗后送医院诊治。8.4  开关拒绝合闸8.4.1现象在计算机监控系统操作站上发出某断路器合闸命令后，开关没有合闸。同时计算机简报信息有“××××QF断路器合闸失败退出”信息。8.4.2处理8.4.2.1 检查开关的合闸闭锁条件是否满足，控制回路和合闸回路是否有问题，合闸电源电压是否正常。8.4.2.2 检查开关的操作机构本体是否有问题，或者气体压力降低至闭锁合闸回路。8.4.2.3 检查开关的辅助接点是否接触不良好，或是开关的位置继电器接触不良好。8.4.2.4 将此开关的两侧刀闸拉开，联系检查开关的操作回路、机构或本体。8.4.2.5 对于是同期点的开关，要检查其同期电源是否正常，同期装置是否正常。8.5  开关拒绝跳闸8.5.1现象在计算机监控系统操作站上发出某开关分闸命令后，开关没有分闸。同时计算机简报信息有“××××QF断路器跳闸失败退出”信息。8.5.2处理8.5.2.1 到现场就地检查开关远方操作不成功的原因，检查开关本体是否有异常现象。8.5.2.2 检查开关操作机构是否有问题，至使闭锁跳闸回路。8.5.2.3 在检查机构、本体等无异常的情况下，在开关现场就地控制柜上进行断开开关操作，检查开关是否分闸正常，如不正常，则联系调度同意，将与之串联的开关断开，做好安全措施。8.5.2.4 联系检查处理8.6 刀闸拒绝合闸（分闸）8.6.1现象在刀闸现场就地控制柜上执行刀闸合闸（分闸）操作后，现场就地控制柜上刀闸的相应位置指示与实际不符合，并且中控室返回屏指示也不正确，在刀闸本体检查时发现有一相或两相未在合闸（分闸）位置。8.6.2处理8.6.2.1 立即停止其他的操作。8.6.2.2 汇报调度以及相关部门紧急处理。8.6.2.3 做好刀闸检查处理相应的安全措施。